La Refinería Sturgeon, también NWR Sturgeon Refinery, es un mejorador de petróleo crudo de 80.000 bbl/d (13.000 m 3 /d), construido y operado por North West Redwater Partnership (NWRP) en una asociación público-privada con el gobierno provincial de Alberta. Está ubicado en el condado de Sturgeon al noreste de Edmonton , Alberta , [3] en el corazón industrial de Alberta . El primer ministro Jason Kenney anunció el 6 de julio de 2021 que la provincia de Alberta había adquirido la participación accionaria de NWRP, que representa el 50% del proyecto de 10 mil millones de dólares, y que el otro 50% era propiedad de Canadian Natural Resources . [4]
La refinería Sturgeon pertenece y está operada por Canadian Natural Resources Ltd. y el gobierno de Alberta. El 6 de julio de 2021, el primer ministro Jason Kenney anunció que la provincia de Alberta había adquirido una "participación accionaria" del 50% en Sturgeon Refinery a través de APMC, que ahora posee la "participación que anteriormente pertenecía a North West Refining Inc, con sede en Calgary". En el artículo del Financial Post que informaba sobre la adquisición, la refinería se describió como "por encima del presupuesto y retrasada". [4]
Anteriormente, la estructura contractual y de propiedad de NWRP/Sturgeon Refinery estaba formada por tres partes principales que celebraron un acuerdo de asociación público-privada: Canadian Natural Resources, North West Refining Inc y la corporación de la Corona del Gobierno de Alberta, Alberta Petroleum Marketing Commission (APMC). [1] [2] : 22 Según su acuerdo, tal como se describe en el informe de 2018 de la Oficina del Auditor General de Alberta, la APMC, que es responsable de la implementación de la política de regalías en especie de betún (BRIK) de Alberta y acuerdos de procesamiento, [5] tiene la obligación financiera de suministrar el 75% de la materia prima a la refinería, asumir el 75% del compromiso de financiación de la obligación de peaje y el 75% de la deuda subordinada. [2] : 22 La obligación de peaje que paga, es una tasa de procesamiento o peaje por cada barril de betún refinado. Esto incluye un peaje operativo, un peaje de deuda, un peaje de capital y una tarifa de incentivo. [2] : 26 La evaluación original incluía un límite de costo de capital de $6.5 mil millones. [2] : 26 A cambio, APMC puede cobrar regalías en especie de betún (BRIK) cuando la refinería esté en pleno funcionamiento. Según el acuerdo, Canadian Natural Resources Partnership (CNR), que pertenece en un 100% a Canadian Natural Resources Limited (CNRL), y que posee un 50% de propiedad de North West Redwater Partnership (NWRP), proporciona el 25% de la materia prima y el 25% de los peajes. obligación. [2] : 22
North West Refining Inc. posee la otra mitad de North West Redwater Partnership (NWRP) a través de dos subsidiarias: North West Upgrading LP (NWU) y North West Phase One Inc. North West Redwater Holding Corporation y NWR Financing Company Lts tienen 100 % de propiedad de North West Redwater Partnership (NWRP). [2] : 22
Un informe de febrero de 2018 de la Oficina del Auditor General de Alberta titulado "Gestión de APMC del acuerdo para procesar betún en la refinería de Sturgeon", decía que el acuerdo original entre el gobierno de Alberta y North West Redwater Partnership (NWRP) dio como resultado que la provincia tomara sobre "muchos de los riesgos como si estuviera construyendo la refinería como un pagador de peaje del 75 por ciento en este acuerdo". [2] : 23 La APMC tiene sólo un voto que representa el 25% del poder de decisión en la asociación, mientras que las dos empresas privadas juntas poseen el 75% del poder de decisión. [2] : 23 Por el contrario, en lo que respecta a los 26.000 millones de dólares canadienses en pagos de peajes que se realizarán durante un período de treinta años, APMC es responsable del 75%, mientras que CNRL es responsable del resto. [2] : 23 Debido a la "naturaleza incondicional del componente de deuda de los pagos de peaje", una "cantidad sustancial del riesgo fue transferida a la provincia" cuando APMC celebró este acuerdo. [2] : 23
El informe del AG describió el acuerdo entre el gobierno provincial de Alberta y el NWRP como "de alto beneficio" y "alto riesgo": un "compromiso de 26 mil millones de dólares en nombre del gobierno para suministrar materia prima bituminosa a la refinería NWR Sturgeon durante un período de treinta años". período : 1 [Notas 1] Cuando el Departamento de Energía y la APMC reconocieron que tomar betún en especie no era "práctico ni rentable", la APMC celebró contratos con proveedores de betún para proporcionar el 75% de materia prima para cumplir. su compromiso con la refinería, en efecto, la APMC está comprando betún en lugar de cobrar regalías por el betún en especie [2] : 24 .
Durante la construcción, el director ejecutivo de APMC y parte del personal gestionaron el contrato; NWRP, con sus 400 miembros del personal, supervisó la construcción real y las "actividades de gestión de riesgos". [2] : 24 [Notas 2]
En 2017, el sitio web de la Industrial Heartland Association de Alberta incluyó a Sturgeon Refiner de NWRP como uno de los principales proyectos energéticos en Heartland: "el centro de procesamiento de hidrocarburos más grande de Canadá" con más de cuarenta empresas. [6] La región geográfica de Heartland abarca sus cinco cinco socios municipales, la ciudad de Fort Saskatchewan , el condado de Lamont , el condado de Strathcona , el condado de Sturgeon y la ciudad de Edmonton . [6]
Según Global News , el Alberta Carbon Trunk Line System (ACTL), de 1.200 millones de dólares canadienses, [7] un oleoducto de CO 2 de 240 kilómetros (150 millas) que entró en funcionamiento el 2 de junio de 2020, es parte de la refinería Sturgeon de NWRP. sistema. [8] El ACTL es un "importante proyecto de captura de carbono", según el NWRP, y es el "mayor sistema de captura y almacenamiento de carbono" de Alberta. [7] El ACTL, que fue financiado parcialmente a través de programas del gobierno federal y la Junta de Inversiones del Plan de Pensiones de Canadá (CPPIB), es propiedad de Enhance Energy y Wolf Midstream y está operado por ellos. [9] [Notas 3] El ACTL captura dióxido de carbono de los emisores industriales en la región de Industrial Heartland, como la refinería Sturgeon, y lo transporta al "centro y sur de Alberta para su almacenamiento seguro" en "depósitos envejecidos" y una mejor recuperación de petróleo ( EOR) proyectos. [9] [6]
Según el sitio web de la refinería NWR Sturgeon, las operaciones incluyen la mejora del betún de las arenas bituminosas de Athabasca para convertirlo en diésel con contenido ultra bajo de azufre . [10] [1] Otros productos terminados incluyen "diluyentes reciclados y fabricados de alta calidad" utilizados en el proceso de extracción de betún en Alberta, "nafta pura", utilizada en "procesos petroquímicos o como parte del conjunto de diluyentes fabricados", " gasóleo de vacío (VGO) " de azufre, que puede utilizarse como "materia prima intermedia en refinerías", [10] butano y propano [6] .
El informe encargado por el gobierno de Alberta el 18 de septiembre de 2007, titulado "Nuestra participación justa", por el panel de revisión de regalías de Alberta concluyó que las tasas y fórmulas de regalías del betún "no habían seguido el ritmo de los cambios en la base de recursos y los mercados energéticos mundiales" [11]. [12] : 7 y, como resultado, los habitantes de Alberta, que son propietarios de sus recursos naturales, no recibían su "parte justa" del desarrollo energético. [12] : 7 [13] En 2008, el precio mundial del petróleo alcanzó su máximo histórico de 145 dólares por barril, [14] : 215 pero más tarde en 2008, durante la crisis financiera de 2007-2008 , los precios del petróleo se había desplomado a 32 dólares el barril, lo que provocó "la cancelación de muchos proyectos energéticos" en Alberta. [15] [Notas 4]
En respuesta a la Revisión, que el entonces Primer Ministro de la Asociación Conservadora Progresista de Alberta, Ed Stelmach, había encargado, el gobierno de Alberta promulgó nuevas regulaciones bajo la Ley provincial de Minas y Minerales de Alberta que fueron identificadas en el Marco de Regalías de Alberta. [16] [17]
El Marco de Regalías de Alberta de 2007 identificó la necesidad de una opción de Regalías en Especie de Bitumen (BRIK), que permitiera al gobierno elegir cómo la Corona podría recaudar su parte de regalías de bitumen de la "producción de petróleo crudo convencional", en efectivo o en especie. [18] A través de BRIK, la Corona podría utilizar su parte de las regalías del betún "estratégicamente" para "mejorar las actividades de valor añadido de Alberta, como la modernización, la refinación y el desarrollo petroquímico", [19] : 4 para la economía de Alberta y para proteger riesgos en el mercado de productos básicos . [18] Según las nuevas fórmulas de regalías, el gobierno había previsto ingresos de 2.000 millones de dólares anuales. [20]
El 21 de julio de 2009, el gobierno provincial de Stelmach publicó una Solicitud de Propuestas (RFP) de BRIK para "obtener un contrato a largo plazo para procesar o comprar una parte de los volúmenes de betún que reciben regalías". [19]
La única propuesta fue la presentada por North West Upgrading LP (NWU). Después de recibir un informe del equipo de evaluación de propuestas de NWU en abril de 2010, que advertía que el acuerdo suponía un "riesgo desproporcionado" para el gobierno de Alberta, el acuerdo NWRP y AMPC se firmó en febrero de 2011. [2] : 25
Un consorcio privado North West Redwater Partnership (NWRP) fue "seleccionado para construir y operar" la Refinería Sturgeon. [5] Originalmente, la estimación de los costos de capital para el proyecto era de $ 5,7 mil millones. [1] En 2011, la estimación había aumentado a $ 6,5 mil millones. [21]
En 2012 se sancionó la construcción de la Fase 1 de la Refinería de Sturgeon. En su anuncio, NWRP dijo que la refinería sería construida, propiedad y operada por NWRP. [22] : 171
Originalmente, se suponía que el mejorador Sturgeon estaría en pleno funcionamiento en octubre de 2016. [21]
En enero de 2014, bajo el entonces Primer Ministro Jim Prentice , se aprobó la Ley de Construcción de Nuevos Mercados de Petróleo , que permitía al Ministro de Energía conceder préstamos a proyectos, como la Refinería Sturgeon del NWRP. [2] : 30 Cuando la APMC, la NWU y la CNRL llegaron a un acuerdo modificado en abril de 2014, la APMC otorgó un préstamo de 324 millones de dólares canadienses a la NWRP. [2] : 30
En mayo de 2017, la fecha de finalización prevista se retrasó hasta junio de 2018. Como resultado, el Ministerio de Energía actualizó la estimación del costo de capital de la refinería a 9.400 millones de dólares. [2] : 30 La demora y los aumentos de costos resultantes representaron un préstamo adicional de $CDN95 millones al NWRP por parte de la APMC. [2] : 30
En 2017, Sturgeon Refinery comenzó a producir diésel a partir de materia prima de arenas petrolíferas de Alberta mejoradas con crudo sintético , [6] y, en noviembre de 2018, estaba produciendo entre 35 000 y 40 000 barriles por día de diésel. [23] El precio con grandes descuentos del "petróleo pesado varado de Alberta" resultó en grandes descuentos para la materia prima de las refinerías: hasta 30 dólares menos por barril de lo habitual. [23] En 2017, NWRP procedió a la fase uno de la refinería capaz de mejorar el betún a un ritmo de 50.000 barriles por día. [6] con un coste estimado en 9.700 millones de dólares canadienses. [6]
Debido a las onerosas obligaciones derivadas del acuerdo, en junio de 2018, el Nuevo Partido Democrático (NDP) provincial de la primera ministra Rachel Notley tuvo que empezar a pagar "el 75 por ciento de los costes del servicio de la deuda relacionados con la financiación del proyecto". Aunque la Refinería Sturgeon no había generado ingresos para Alberta, la Comisión de Comercialización del Petróleo de Alberta (APMC), una corporación de la Corona responsable de la "implementación de la política BRIK y los acuerdos de procesamiento", [5] había "estado realizando pagos por un promedio de 27 millones de dólares". un mes relacionado con la financiación" de la Refinería Sturgeon de 9.900 millones de dólares, que representa aproximadamente "466 millones de dólares en costos de servicio de la deuda" desde 2018, vinculados a los "compromisos" del gobierno con el proyecto. [1]
En marzo de 2020, debido a problemas de puesta en marcha, la refinería no estaba "procesando el betún del gobierno en las instalaciones ni generando ingresos para la provincia a partir de sus operaciones de refinación", según un artículo del Calgary Herald . [1] En marzo de 2020, los costos de capital del proyecto habían aumentado a alrededor de $10 mil millones. [1]
Tomó quince años, pero en mayo de 2020, el fundador, presidente y director ejecutivo de North West Refining, Ian McGregor, anunció que la refinería Sturgeon estaba en pleno funcionamiento y había alcanzado operaciones comerciales, como parte de la transición de "procesar principalmente materia prima de crudo sintético a materia prima de betún". había tenido éxito. [24] [22]
Debido al acuerdo alcanzado por la antigua Asociación Conservadora Progresista del gobierno de Alberta con North West Redwater Partnership (NWRP) en 2009, el actual gobierno provincial del Partido Conservador Unido (UCP) es responsable de continuar con los costos del servicio de la deuda que se han pagado desde junio. 2018, así como un costo adicional de "reembolsos del principal de la deuda de alrededor de $21 millones al mes, además de los costos del servicio de la deuda", a partir de junio de 2020. [1] Este aumento en los pagos se produce en el contexto del colapso de Los precios globales del petróleo precipitados por eventos globales interconectados y sin precedentes: la pandemia de coronavirus de 2020 , la recesión de COVID-19 , la caída del mercado de valores de 2020 y la guerra de precios del petróleo entre Rusia y Arabia Saudita de 2020 , que el primer ministro Jason Kenney llamó: "el mayor desafío". en la "historia moderna" de Alberta, amenazando su principal industria y causando estragos en sus finanzas. [25]
APMC informó en su informe anual de 2020 sobre los préstamos y acuerdos con el proyecto Sturgeon Refinery de NWRP, que el proyecto Sturgeon Refinery de NWRP tenía un "valor actual neto negativo de 2.520 millones de dólares canadienses" basado principalmente en "precios y factores en funcionamiento". [22]
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